The Impac of ower Swings on he erformance of ower Uni Disance roecion Relays on he Example of a Disurbance in a ower lan Subsaion Auhors Marcin Lizer Sylwia Wróblewska Keywords power uni, power swing, sabiliy, impedance proecion Absrac The paper presens he resuls of he analysis of a real disurbance ha ook place in one of he olish power plan subsaions. The faul was caused by he shor-circui ha occurred near he power plan bus-bars. As a consequence, change in he power grid configuraion occurred and one of wo generaors working in he power plan los he synchronism. As a resul of power swings, he unwaned operaion of he uni disance proecion occurred. This caused unwaned ripping of ha uni. The paper gives a shorened analysis of he impedance rajecories a he ime of he disurbance. DOI: 10.12736/issn.2300-3022.2014107 1. Inroducion The paper presens he analysis resuls of a disurbance in he power plan subsaion, o which unis 1. and 2. of a large olish power plan were conneced. The analysed sequence of evens was riggered by a wo-phase shor-circui, resuling from a swiching error in he /400 kv auo-ransformer (T2) bay of he power plan subsaion. Following he shor-circui, proecion relays ripped, hus changing he grid configuraion. In hose circumsances, generaor G2 los is synchronism, asynchronous power swings developed, and, ulimaely, uni 2 was compleely shu down. The paper presens a concise analysis of he performance of he proecion funcions of unis 1. and 2., which were acivaed or ripping during he disurbance. I also shows he analysis resuls of he impedance rajecories seen by he disance proecion relays of unis 1. and 2. during he disurbance, in view of he assessmen of he relays performance. Qualiaive sabiliy analysis of unis 1. and 2 ineroperabiliy wih he grid a various sages of he disurbance is presened.. The paper ends wih conclusions on he disurbance causes and ways o avoid similar evens in he fuure. 2. Iniial configuraion of he power plan subsaion Seleced deails are presened below of he operaing saus and configuraion of he power plan subsaion (Fig. 1) and unis 1. and 2., which are relevan for he disurbance analysis. Before he disurbance uni 2 was conneced o sysem II. of subsaion A. Also conneced o his sysem were hree lines beween subsaion A and subsaions B, C, and D. Uni 1 was conneced o sysem III. of subsaion A, and was ied wih uni 2 hrough grid. rior o he disurbance, subsaion A was coupled wih 400 kv grid by ransformer T2. The oher coupling ransformer T1 was due o mainenance. Configuraion of he plan subsaion s oher bays was irrelevan for he analysis. A simplified diagram of he grid configuraion prior o he disurbance is shown in Fig. 1. In Tab. 1 unis 1. and 2. elemen deails are lised, which are relevan for he analysis. Before he disurbance he shor circui power of sysem II. in subsaion A was 3967 MVA. I consised of he shares of ransformer T2 (1545 MVA), generaor G2 (1139 MVA) and he lines conneced o he sysem (oal of 1299 MVA). Uni 2 was loaded wih acive power 377 MW and reacive power 70.8 MVAr. The following uni 2 proecion funcions relevan for he analysis were acive: 1. Uni Impedance proecion funcion (21G), ou-of-sep proecion funcion (78), which measures he volage a he generaor erminals, and he curren in is neural, acive in REG670 erminals (Fig. 2 [1]). 2. Uni disance proecion funcion wih power swing blocking (SB), which measure he power uni bay curren and volage, acive in relays: REL670 (21S. 1 see Fig. 3 [3]), RED670 (21 S.2 see Fig. 3 [2]) and 7SA522 (21 S.1 see Fig. 4 [6]). 3. Uni disance proecion funcion wih power swing blocking (SB), which measures volage and curren in he uni ransformer s high volage GN circuis, acive in relay RED670 (21S.4 see Fig. 5 [2]). 83
Uni 1 1TB 21S.1 21S.2 21S.3 Subsaion A 26 Subsaion B G1 21G Uni 2 2TB 21S.4 21S.1 21S.2 21S.3 12 16 K2 T2 14 8 Subsaion C Subsaion A 400 kv G2 21G 21S.4 6 11 Subsaion D Subsaion F Sacja E 4 T1 1 1 I II III Fig. 1. Simplified power grid configuraion prior o he analysed disurbance The relevan for he analysis disance proecion funcions acive in proecion sysems of unis 1. and 2. (Fig. 2) were he same. The grid-facing disance proecion funcions zones, when acivaed, opens he respecive uni s circui breaker, and reduce he seam inflow o is urbine ( supply of he unis auxiliaries power unis auomaion sysem sae). The same is he response Generaors G1 and G2 Raed apparen power S ng arameer Raed power facor, cos φn 0.85 Raed volage U ng Raed curren I ng * I was assumed ha he generaor reacance s in axes d and q are equal Tab. 1. Deails of uni 1 and 2 elemens Value 426 MVA 22 kv 11.180 A Synchronous reacance* x d 250% Transien reacance* x d 33% Subransien reacance* x d " 22% Mechanical ime consan of urbose T m Uni generaor ransformers 1TB and 2TB Raed apparen power S ntb Vecor group Raed volage, MV side U nmv Raed volage, HV side U nhv 6.45 s 426 MVA YNd11 22 kv 126.5 kv Shor-circui volage u z 12.5% o acivaion of he second zone of uni 2. s 21G proecion funcion. Acivaion of he uni facing disance proecion funcions zones opens he following circui breakers: uni, generaor, exciaion and auxiliaries CB (swiching off he uni s elecrical par), and cuing off seam inflow o he uni urbine ( idle run of he unis boiler power unis auomaion sysem sae). The same is he response o acivaion of zone 1. of uni 2. s 21G proecion funcion. 3. Time sequence of he analysed disurbance evens On he faul day a approx. 08:38:02.358 a.m. here was a wophase (L1-L2) shor-circui in bay 14. of subsaion A. I was eliminaed afer ca. 70 ms by he bay s proecion relays. The shor circui acivaed he following uni 2 proecion funcions: he funcion responding o generaor G2 load asymmery (REG670:46.1) a 08:38:02.364, ower Swing Blocking (SB) of disance proecion 21S.4, in RED670 IED (half-se insalled a high volage erminals of sep-up ransformer 2TB), a 08:38:02.368, and impedance proecion (REG670:21G, zone 2) a 08:38:02.371. The load asymmery proecion was properly acivaed, since here had been an unbalanced shor circui in he grid. Also he ouer zone of impedance proecion 21G and he SB zones of disance proecion 21S.4 were properly acivaed (i did no operaed in ha par of he analysed disurbanece), because he shor circui was close o he generaor (in erms of impedance). During he shor circui he following uni 1 proecion funcions were acivaed: he funcion responding o he generaor load asymmery (ZAZ-GT2: As) a 08:38:02.390, saor overload proecion (ZAZ-GT2: IpGn) a 08:38:020.423, roor overload proecion 84
(ZAZ-GT2: IpW) a 08:38:02.423, uni impedance proecion (ZAZ- GT2: XB) a 08:38:02.423, and roor ground faul proecion (ZAZ- GT2: ZW) a 08:38:02.423. The acivaion of he uni 1 proecions were also jusified. Only he roor ground faul proecion (ZAZ- GT2: ZW) acivaion was no needed (i probably resuled from changes in shaf curren flows when exciaion was forced by he faul). Due o he funcion delay i was no acivaed during he shor-circui in bay 14. of subsaion A. The shor circui was eliminaed by ripping of he REL511 disance proecion on he side of ransformer T2 (bay 14). This proecion swiched off he shor-circui on boh sides a 08:38:02.429. Afer he shor circui eliminaion, he earlier acivaed uni 2 and 1. proecions were deacivaed. When he shor-circui was already eliminaed, he RTX35 disance proecions ripped unnecessarily in auo-reclosing cycle (off on) in subsaion C (a approx. 08:38:02.474) and subsaion B (a approx. 08:38:02.533) in he bays of he lines ougoing o subsaion A (see Fig. 1). The disconnecion of ransformer T2 and he lines beween subsaion A and subsaions B and C iniiaed asynchronous power swings of generaor G2, during which he following sequence of evens developed: closure of he circui breaker in subsaion B in he bay of he line connecing i wih subsaion A, in auo-reclosing cycle a approx. 08:38:02:874 a) X [Ω primary] R [Ω primary] Uni impedance proecion (REG670: 21G) Zone 1 (21G.1): Z r = 0.100 Ω, z = 0.2 s Operaing on LK Zone 2 (21G.2): Z r = 0.582 Ω z = 3.1 s Operaing on W oles slip proecion (REG670: 78) Z A = 24.5%, Z B = 33.0%, Z C = 12.5%, (Z base = 1.14 Ω) Sar Ang = 90o Trip Ang = 150o N1Limi = 1, N2Limi = 2 Rese Time = 5 s Operaing on W b) X [Ω primary] R [Ω primary] Zone I Zone II SB_ou SB_in Zone III Zone IV Zone V Uni disance proecion (REL670: 21S.2; RED670: 21S.3) Zone I (uni facing): X 1 = 4.1 Ω, R 1 = 0.5 Ω, R F = 10 Ω, = 0 s Operaing on LK Zone II (uni facing): X 1 = 7.04 Ω, R 1 = 0.76 Ω, R F = 10 Ω, = 0.25 s Operaing on LK Zone III (grid facing) X 1 = 1.7 Ω, R 1 =0.53 Ω, R F = 8.5 Ω, = 0.7 s Operaing on W Zone IV (grid facing) X 1 = 6.1 Ω, R 1 = 1.91 Ω, R F = 12 Ω, = 1.3 s Operaing on W Zone V (grid facing) X 1 = 23 Ω, R 1 = 7.21 Ω, R F = 12 Ω, = 3.1 s Operaing on W ower swing blocking (SB) X 1InFw = X 11nRv = 25.3 Ω, R 1Lin = 7.93 Ω, R 1FInFw = R 1FInRv = 27 Ω, R LdOuFw =R LdOuRv = 27 Ω, ArgLd = 25o, kldrfw = k LdRRv = 0.8, 1 = 45 ms, 2 = 15 ms, W = 0.25 s, H = 0.5 s, R1 = 0.3 s, R2 = 2 s 85
c) X [Ω primary] R [Ω primary] SB Zone I Zone II Zone III Zone IV Zone V Uni disance proecion (7SA522: 21S.1) Zone I (uni facing) X 1 = 4.1 Ω, R 1 = 10 Ω, = 0 s Operaing on LK Zone II (uni facing) X 1 = 7.04 Ω, R 1 = 10 Ω, = 0.25 s Operaing on LK Zone III (grid facing) X 1 = 1.7 Ω, R 1 = 8.5 Ω, = 0.7 s Operaing on W Zone IV (grid facing) X 1 = 6.1 Ω, R 1 = 12 Ω, = 1.3 s Operaing on W Zone V (grid facing) X 1 = 7.58 Ω, R 1 = 12 Ω, = 3.1 s d) X [Ω primary] R [Ω primary] Zone I Zone II SB_ou SB_in Uni disance proecion (RED670: 21S.4) Zone I (uni facing) X 1 = 4.7 Ω, R 1 = 0.5 Ω R F = 10 Ω, = 0 s Operaing on LK Zone II (uni facing) X 1 = 7.04 Ω, R 1 = 0.76 Ω R F = 10 Ω, = 0.25 s Operaing on LK ower swing blocking (SB) X 1InFw = X 1InRv = 25.3 Ω R 1Lin = 7.93 Ω, ArgLd = 25o R1FInFw = R1FInRv = 27 Ω RLdOuFw = RLdOuRv = 27 Ω k LdRFw = k LdRRv = 0.8, 1 = 45 ms 2 = 15 ms, W = 0.25 s, H = 0.5 s R1 = 0.3 s, R2 = 2 s. Fig. 2. Operaion characerisics and seings of uni 2 proecion funcions: a) 21G and 78, b) 21S.1 and 21S.2, c) 21S.3, d) 21S.4 acivaion of zone 2. of uni 2 impedance proecion (REG670: 21G) a approx. 08:38:02.894 acivaion of generaor G2 poles slip proecion (REG670: 78) a 08:38:02.912 closure of he circui breaker in subsaion C in he bay of he line ougoing o subsaion A, in auo-reclosing cycle a approx. 08:38:02:999 ripping of he circui breaker in subsaion A in he bay of he line ougoing o subsaion B by RTX35 disance proecion wihou SB a 08:38:03.014 acivaion of zone 1. of uni 2 impedance proecion (REG670: 21G) a. 08:38:03.107 ripping of zone 1 of uni disance proecion 21S.4 (RED670) a 08:38:03.154. As a resul of he ripping of disance proecion 21S.4 acive in 670 RED relay in he high volage circuis of ransformer 2TB, uni 2 was compleely swiched off (by opening he following circui breakers: uni CB in bay 11 of subsaion A, generaor CB, exciaion CB and auxiliaries supply CB). Moreover, due o he locked auomaic reclosing in he uni auxiliaries swichgears, he uni boiler was shu down. 86
4. erformance analysis of uni 1 and 2. impedance and disance proecion funcions On he basis of faul recordings made during he analyzed disurbance by relays REG670 and RED670 (half-se insalled on he high volage side of ransformer 2TB and in bay 11 of subsaion A) of uni 2., and relay REL670 (in bay 16. of subsaion A) of uni 1, he impedance rajecories seen by hese relays were deermined. To calculae insananeous resisance and reacance values from he recorded insananeous volage and curren samples, an A3 Łobos algorihm [5] was used. As regards relay REG670 of uni 2, he impedance was deermined for each phase individually on he basis of currens measured in he generaor s neural poin, and volage a is erminals. Fig. 3 shows volage and curren waveforms in phase L1, and Fig. 4 shows he corresponding impedance rajecory ploed over operaion characerisic of he uni impedance proecion (REG670: 21G) and he generaor poles slip proecion (REG670:78) of uni 2. In relays REL670 and RED670 he impedance was deermined for phase faul and ground faul loops. Fig. 5 shows he impedance rajecory for he L1-L2 wo-phase faul loop, measured (seen) by disance relay RED670 (half-se insalled in he power plan on he high volage side of ransformer 2TB) during he analyzed disurbance. The rajecory is shown in he impedance plane ogeher wih uni 2 proecion 21 S.4 characerisics. Fig. 6 shows a similar rajecory as seen by uni 2 disance relay RED670 insalled in he subsaion. Besides he impedance rajecory, also operaion characerisics of his disance proecion 21S.2 are shown in he impedance plane. Fig. 7 shows a similar impedance rajecory as seen by disance relay REL670 in bay 1 of subsaion A, ogeher wih saring characerisics of his relay s feaure 21S.2. The numbers in Fig. 3 7 indicae he chronology of evens corresponding o he disurbance descripion in poin 3. I should be noed ha due o he quick eliminaion of he shor circui in subsaion A bay 14, boh unis 2. and 1. mainained synchronism of heir ineroperaion wih he grid. Afer he shor circui he synchronous swings developed, which brough he unis back near heir pre-faul operaing poins. As indicaed by he above rajecories, uni 2 los synchronism following he unnecessary disconnecion of he lines beween subsaion A and subsaions B and C. This was due o he ripping of he lines RTX35 disance proecions in subsaions C and Β (poins 4 and 5 in Fig. 3 7). The operaion of hese proecion relays in subsaions C and Β were no concurren wih he operaion of subsaion A proecion relays. The exended high-speed zones of he disance proecion relays in subsaions Β and C covered he shor circui in subsaion A bay 14, causing he unnecessary disconnecion of boh lines. They were afer he shor circui eliminaion due o adding up of he circui breakers opening imes. The line disance proecion relays in subsaions C and Β were configured so as o iniiae he lines auo reclosing cycle wih inervals of ca. 300 ms. During he asynchronous swings of uni 2 (beween poins 5.1 and 6 in Fig. 3 7) he impedance vecor had reached he ouer zone of 21S.4 SB funcion. In he analysed phase he asynchronous swings developed on he grid side (above he resisance axis). While he vecor impedance sayed in he SB ouer zone, he line in subsaion B was by he auo reclosing cycle (poin 6 in Fig. 3 7). This resuled in a change in he swings condiions, which consised in a sligh decrease in he radius, and a shif of he asynchronous roaion circle cenre in he impedance plane. As a resul, he impedance vecor abruply moved o he inner zone of feaure 21S.4 SB funcion. I sayed beween he ouer and inner SB zones for ca. 23 ms, i.e. less han sepoins 1 = 45 ms of 21 S.1, S.2 and 21 21S.4 SB funcion. Therefore SB was no acivaed in any of he above proecion relays. A momen laer he line ougoing o subsaion C was by he auo reclosing cycle (poin 6 in Fig. 3 7). racically a he same ime he line ougoing o subsaion B was definiively (poin 8 in Fig. 3 7) by he disance proecion in subsaion A, in he power swing condiions (his proecion had no SB funcion). 2. Shor circui in sub. A bay 14 (08:38:02.358) 3. End of shor circui (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings 4. Line o sub. C 5. Line o sub. B 6. Line o sub. B 7. Line o sub. C 1. Iniial load 8. Line o sub. B (08:38:03.029) 9. Uni 2 swiched off by zone 1 of proecion 21S.4 (08:38:03.207) Fig. 3. Waveforms of curren in he neural poin (red) and volage a he erminals (blue) of he generaor G2 in phase L1, recorded by uni 2 relay REG670 87
9. Uni 2 swiched off by zone 1 of proecion 21S.4 (08:38:03.207) 2. Shor circui in sub. A bay 14 (08:38:02.358) 2.1. Acivaion of 21G (zone 2) (08:38:02.886) 1. Iniial load 3. End of shor circui (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings X [Ω primary] 8.1. Acivaion of 21G (zone 1) (08:38:03.108) 8. Line o sub. B (08:38:03.029) 7. Line o sub. C 6. Line o sub. B 5. Line o sub. B 4. Line o sub. C 5.1. Beginning of asynch. power swings R [Ω primary] Fig. 4. Impedance rajecory seen in phase L1 by uni 2 relay REG670 funcion 21G X [Ω primary] 8.1. Acivaion of 21S.4 (zone 1 and 2) (08:38:03.120) 9. Uni 2 swiched off by zone 1 of proecion 21S.4 (08:38:03.207) 2. Shor circui in sub. A bay 14 (08:38:02.358) 6.1. Acivaion of 21S.4 SD_in (08:38:02.886) 5.2. Acivaion of 21S.4 SD_ou (08:38:02.863) 1. Iniial load 3. End of shor circui (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings 8. Line o sub. B (08:38:03.029) 7. Line o sub. C R [Ω primary] Zone I 6. Line o sub. B Zone II 5. Line o sub. B 4. Line o sub. C 5.1. Beginning of asynch. power swings Fig. 5. L1-L2 faul loop impedance rajecory as seen by uni 2 relay RED670 funcion 21S.4 (half-se a he plan) 8.1. Acivaion of 21S.2 (zone 2) (08:38:03.120) 2. Shor circui in sub. A bay 14 (08:38:02.358) 6.1. Acivaion of 21S.2 SD_in (08:38:02.886) 5.2. Acivaion of 21S.2 SD_ou (08:38:02.863) 1. Iniial load 3. End of shor circui (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings X [Ω primary] 9. Uni 2 swiched off by zone 1 of proecion 21S.4 (08:38:03.207) 8. Line o sub. B (08:38:03.029) 7. Line o sub. C R [Ω primary] 6. Line o sub. B 5. Line o sub. B 4. Line o sub. C 5.1. Beginnin g of asynch. power swings Zone I Zone II Zone III Zone IV Zone V Fig. 6. L1-L2 faul loop impedance rajecory as seen by uni 2 relay RED670 funcion 21S.2 (half-se in he subsaion) 88
8. Line o sub. B (08:38:03.029) 7. Line o sub. C 6.1. Acivaion of 21S.1 SD_in (08:38:03.066) 6. Line o sub. B 4. Line o sub. C 8.1. Acivaion of 21S.1 SD_ou (08:38:02.963) Zone I Zone II X [Ω primary] 2. Shor circui in sub. A bay 14 (08:38:02.358) 5.1. Uni 1 synch. ower swings afer uni 2 loss of synchronism R [Ω primary] 9. Uni 2 swiched off by zone 1 of proecion 21S.4 (08:38:03.207) 1. Iniial load 5. Line o sub. B 3. End of shor circui (08:38:02.429). Beginning of synch. power swings Zone III Zone IV Zone V Fig. 7. L1-L2 faul loop impedance rajecory as seen by uni 1 relay REL670 funcion 21S.1 (half-se in he subsaion) These evens changed he uni 2 power swings condiions he radius of he circle forming he impedance rajecory envelope was furher reduced, and is cenre slighly shifed. Following he grid configuraion changes resuling from he auomaic reclosing operaions in subsaions Β and C, he uni 2 power swings moved o he uni side (below R-axis). In his condiion he impedance vecor moved o zone 1 of proecion 21G (REG670), o zone 2 of proecions 21 S.2 ( REL670) and 21S.3 (RED670 in he uni bay), and o zones 1 and 2 of proecion 21 S.4 (RED670 a he plan). funcion 21 S.4 was configured for insananeous ripping of is zone 1. Therefore, once he impedance vecor had reached he zone s area (poin 8.1 in Fig. 5), wih SB inacive, i ripped, which resuled in he complee disconnecion of uni 2 afer he circui breakers opening ime (poin 9 in Fig. 3 7). Uni 1 hroughou he disurbance duraion was mainaining is synchronous ineroperaion wih he grid, and was subjec o no very srong synchronous swings (Fig. 7). Afer he reconnecion of he line beween subsaions A and B, he impedance vecor moved o he ouer SB zone of uni 1 disance proecion 21S.2 (REL670). The impedance vecor sayed beween he inner and ouer zone of he proecion s SB for ca. 103 ms, i.e. longer han is sepoin 1 = 45 ms, which caused is acivaion. The SB acivaion may be considered as unnecessary, because hroughou he duraion of uni 1 ransien sae he impedance vecor sayed a a safe disance from he characerisics of proecion 21S.1 zones (Fig. 7). 5. Simplified sabiliy analysis of uni 2 ineroperaion wih he grid Issues of uni 2 sabiliy a he ime of he described disurbance can be bes explained using angular power characerisics of he uni Ρ(δ ) and he equal area mehod [4]. For he purpose of his analysis he grid diagram in Fig. can be reduced o he womachine scheme shown in Fig. 8. The analysis negleced he resisance of elemens. Generaor G2 is represened by inernal elecromoive force in ransien sae Ε, wih phase δ (power angle in ransien sae deermined relaive o equivalen sysem volage U S ), and as ransien reacance X d [5]. Shor circui powers flowing o he X Line A-B X S sub.b X Line A-C X S sub. C G2 X d' X 2TB + X LB2 X Line A-D X S sub.d E' X S sub.a (400 kv) U K2 G2 U B2 X T2 U S 0 Fig. 8. Simplified equivalen grid diagram adoped for uni 2 sabiliy analysis 89
subsaion s bars are represened by he corresponding reacances XS [ 5]. In a simplified manner volage E can be esimaed based on volage a he generaor erminals U g, is phase angle φ and curren I g from formula (1). I can be assumed in he analysis ha E does no change [5]. In order o deermine he power characerisics in ransien sae for a given analysis sage Ρ(δ ) equivalen reacance Xz has o be deermined beween sources E and Us, dependen on he acual shor-circui powers and connecions configuraion. In general, characerisics Ρ(δ ) are described by equaion (2) [5]. Based on he maximum value of he power characerisic for a given grid condiion ( max ) and he uni s acive power load prior o he disurbance (approximaely equal o he urbine mechanical power) T, angle δ can be esimaed for his condiion. I can be done by subsiuing Ρ T o equaion (2). I can be assumed in he analysis ha Ρ T does no change [5]. In he seady sae i can be assumed ha Ρ T Ρ(δ ). In he even of change in he grid s configuraion (change in is equivalen reacance X z ) or of shor circui, he heigh of power characerisics ( max ) may abruply change. A condiion is possible, whereby ΔΡ = Ρ T Ρ(δ ) > 0. The posiive power difference acceleraes he generaor roor causes relaive o he sysem frequency, according o equaion (3). Similarly, if ΔΡ < 0, he roor sars o lag behind he sysem frequency [5]. where: T m mechanical ime consan of urbose, ω s synchronous pulsaion, D damping coefficien. If a change in X z is no large, synchronous power swings will bring he sysem o a new operaing poin (Fig. 9a and b). Whereas if a change in X z is oo large, he sysem may no be able o reach he new sable operaing poin (Fig. 9c). The acceleraion area obained as a resul of he power curve reducion will be greaer han he available deceleraion area. In his siuaion he power angle is consanly growing, and once i is over 180, he synchronism of ineroperaion wih grid will be los, and asynchronous power swings will develop [5 ]. Similarly, in shor circui condiion, he power characerisics will be srongly decreased. The more grid phases are shorcircuied, and he closer is he faul o he generaor, he larger he decrease is (Fig. 9f). Depending on he shor circui duraion, in he above-idenified condiions, afer he disurbance eliminaion he generaor will remain synchronous wih he grid (shor circui duraion shorer han he acual shor circui ime limi gr, Fig. 9d) or will lose he sabiliy (shor circui duraion longer han (1) (2) (3) gr, Fig. 9e). The shor circui ime limi gr means he faul eliminaion ime, a which, in given condiions, he obained acceleraion area is exacly equal o he achievable deceleraion area [5]. In view of hese relaionships, he sabiliy condiions of uni 2 operaion a he ime of he analysed disurbance may be qualiaively analysed. The simplified sabiliy analysis resuls are presened below in he relaive unis deermined wih regard o raed parameers of generaor G2 and he grid. In erms of sabiliy condiions, he analysed disurbance can be divided ino seven sages: 1. seady-sae before shor-circui in subsaion A 2. shor circui in bay 14 of subsaion A 3. condiion afer shor circui and ransformer T2 disconnecion 4. condiion afer disconnecion of he line o subsaion C 5. condiion afer disconnecion of he line o subsaion B 6. condiion afer reconnecion of he line o subsaion Β 7. condiion afer reconnecion of he line o subsaion C, and afer final disconnecion of he line o subsaion B. Generaor G2 characerisics Ρ(δ ) in he seady sae before he shor circui (sage 1) are shown in Fig. 10a. I was assumed ha he mechanical power of he urbine is equal o he generaor acive power load before he shor circui. The maximum of he characerisics, 1max, was esimaed based on daa from poin 2 and he above relaions. The power angle in his condiion was esimaed as δ 1, 28. A he momen of he shor circui in bay 14 of subsaion A, he power characerisics decreased (Fig. 10b) [5]. Due o generaor G2 roor s large ineria, he power angle a he firs momen did no change. The power difference Δ = T 2max sin(δ 1 ) in hose condiions was posiive, and he generaor roor began o accelerae relaive o he grid frequency, and hence he power angle began o increase. The shor circui was swiched off afer abou 70 ms. During his ime G2 generaor power angle increased o δ 2 32,1. The shor circui eliminaion caused he shudown of ransformer T2 coupling and 400 kv bus bars in subsaion A. This disconnecion significanly decreased he shor-circui power a sysem II bus bars in subsaion A o ca. 1283 MVA (wihou generaor G2 conribuion). This resuled in he reducion in he maximum characerisic of generaor G2 power o Ρ 3max. Afer he shor-circui he acive power load of generaor G2 (resuling from he power characerisic ins sage 3 a power angle δ 2 32,1 ) was sill less han he mechanical power of urbine T. Therefore ΔΡ remained posiive, and afer he shor-circui he generaor roor did no sop acceleraing. The power angle increased o δ 3 37,7, a which ΔΡ = 0. In he above condiion he roor of generaor G2 roaed a an over-synchronous speed. The kineic energy gained during he acceleraion (proporional o he acceleraion area in Fig. 10b) had o be shed off. Afer he powers were balanced (ΔΡ = 0), he power angle of generaor G2 roor kep growing. Hence a condiion had developed, whereby ΔΡ < 0, which slowed he roor down o he synchronous speed a power angle δ 3max 54. In his condiion he deceleraion area (ΔΡ < 0) aligned wih he 90
a) max1 b) max2 c) max1 T < 0 max2 T < 0 max1 T < 0 max2 δ0' δ1' 2' δ2'δ1' δ0' δ0' δ1' δgr' d) max1 < 0 e) max2 < 0 f) K1 K2 max1 K2E K3 T T T max K1 max K2 max K2E z δ0' 1' δ2' δgr' z δ0' δ1' δgr' Fig. 9. Example characerisics Ρ(δ ) and angle δ variaion waveforms a: a) increase in reacance X z, b) decrease in X z, c) srong increase in X z, d) fas swiched off hree-phase shor circui in exernal grid, e) slow swiched off hree-phase shor circui, f) characerisics Ρ(δ ) a various ypes of shor circuis acceleraion area (ΔΡ > 0) for his sage (Fig. 10b). The balanced sae (ΔΡ = 0) for he above sabiliy condiions would have been achieved by way of synchronous swings around angle δ 3 37,7. The sabiliy margin facor for his even (defined as he raio of he deceleraion area developed afer he even o he maximum deceleraion area in hese condiions) was k s1-3 0.93. During he synchronous swings afer he eliminaion of he shor circui in bay 14 of subsaion A he line beween subsaions A and C was (unnecessary ripping of he exended zone of he subsaion s disance proecion RTX35). This resuled in furher reducion of he shor-circui power a he bus bars in subsaion A o ca. 760 MVA (wihou generaor G2 conribuion), and in reducion of he maximum of generaor G2 power characerisic o 4max. Synchronous swings developed, which would have brough generaor G2 o he sable operaing poin a power angle δ 4 52,2 (Fig. 10c). The sabiliy margin facor for his even amouned o k s4 0.866. Shorly afer swiching off he line beween subsaions A and C, for he same reason he line beween subsaions A and B was. Following his configuraion change he shorcircui power a subsaion A bus bars decreased o 376 MVA (wihou generaor G2 conribuion). A such a low shor-circui power, characerisics Ρ(δ ) of generaor G2 fell below he line of T urbine mechanical power, over he enire power angle range in he ransien sae δ (Fig. 10d). In his siuaion ΔΡ had again become greaer han zero, and he roor of generaor G2 began o accelerae relaive o he sysem frequency. In he described condiion he sysem could no reach he sable operaing poin (a which ΔΡ = 0). Afer swiching off he line o subsaion Β, he power angle began o grow, and afer i exceeded 180 generaor G2 los is synchronism. The asynchronous power swings began. Furher changes in he grid configuraion (swiching he lines o subsaions Β and C on and off) changed he asynchronous swings condiions (cenre and radius of he asynchronous circle in he impedance plane), as illusraed by he impedance rajecories ploed in he complex impedance plane (Fig. 4 7). As a resul of hese configuraion changes and changes in generaor G2 parameers, he asynchronous swings moved o he side of uni 2 (below R-axis), which evenually led o he ripping of proecion 21S.4 (RED670 a power plan) and complee uni 2 shudown. 91
a) b) 1 max Iniial operaing poin of generaor G2 load T δ 1 ' 28 o c) d) Fig. 10. Generaor G2 characerisics Ρ(δ ): a) before shor-circui in subsaion A, b) afer shor-circui and disconnecion of ransformer T2, c) afer disconnecion of line A-C, d) afer disconnecion of line A-B 6. Conclusions The shudown of uni 2 of he large power plan in he olish Naional ower Sysem a he ime of he analyzed disurbance was caused by unnecessary acivaion of fas-responsive zone I of he disance proecion on he high volage side of ransformer 2TB (RED670: 21S.4), during asynchronous swings of generaor G2. Generaor G2 los is synchronism following reducion in he shor-circui power of sysem II in subsaion A, o which i was conneced. The shor-circui power decreased afer swiching off ransformer T2 ha coupled and 400 kv bus bars in subsaion A (where he shor-circuied had developed), and as a resul of he unnecessary disconnecion of he lines beween subsaion A and subsaions C and Β. The lines were unduly as a resul of he ripping of he exended zones of disance proecion RTX35 in he line bays of subsaions Β and C. The proecion relays riggered auo-reclosing cycle. A he ime of he generaor G2 asynchronous swings he auo-reclosing auomaion and he lines, hus affecing he shape of impedance rajecories seen by impedance and disance relays of unis 1 and 2. The operaion of a line disance proecion relays RTX35 wih exended fas response zone, when no concurren wih he proecion a he lines oher end, poses a risk of unnecessary ripping upon a faul ouside a proeced grid secion. The exended zone of line disance proecion can be applied only wih concurren operaion of proecion half-ses a he proeced line s boh ends. If he concurren operaion of a disance line proecion is no possible, is fas-responsive zone should no be exended. During he asynchronous power swings, which developed in he middle of he analysed disurbance, he disance proecions of uni 2 should have been blocked by he SB funcions. However, he change in he swings characerisics caused by he auo-reclosing in he lines ougoing o neighbouring subsaions prevened he fulfilmen of locking algorihm crieria of SB feaures of uni 2 disance relays RED670 and REL670. In order o increase he sensiiviy of power swing deecion by he SB feaures available in he REx670 relays, we propose o reduce heir zone ranges, so ha he locking crierion would be checked close o he saring zones subjeced o heir locking. This would also miigae he risk of unnecessary relay blocking during remoe 92
swings ha pose no risk of unnecessary proecion ripping (as was he case in uni 1). The ime of ransi hrough he SB zones should be se so ha he sufficien maximum impedance change rae would be achieved, which is considered as a power swing (for analysed case 120 160 Ω /s). In he analysed case he zone I range of uni 2 disance proecion (21S.4) equalled he sep-up ransformer (2TB) reacance. Uni disance proecion zone I is usually so se ha is range does no exceed he uni ransformer. If he zone range amouned o 70% of ransformer 2TB reacance, i probably would no have ripped. Therefore a reducion may be proposed of he zone I range of analysed proecion 21S.4, which would miigae he risk of is ripping a he ime of he asynchronous power swings, he cenre of which is on he uni side. During he analyzed disurbance zone 1 of uni 2 impedance proecion (21G), which measured he impedance a generaor erminals and responded a shor ime of 0.20 s, was non-selecively acivaed. I did no rip, because he uni was shu down faser by disance proecion 21S.4. In view o he risk of he uni s non-selecive shu down by zone 1 of uni impedance proecion (21G) in he circumsances of power swings in he grid, is imedelay should be increased up o 0.6 s. Such a seing would grealy miigae he risk of he proecion s non-selecive ripping in response o power swings. Under he analysed disurbance condiions he generaor G2 loss-of-synchronism proecion (78) should rip. I did no rip, however, because in he firs disurbance sage, resuling from emergency disconnecions, he shor circui power of he grid, o which uni 2 was conneced, significanly decreased, and he impedance rajecories were running ouside he relay 78 saring characerisic. The acual 78 funcion characerisics had been mached o normal condiions of he uni s ineroperaion wih he and 400 kv grids alike. Even if, furher in he disurbance, once he wo lines are in auo-locking cycle, proecion 78 could rip, provided ha he uni had no been shu down compleely, neverheless he proecion 78 operaing logic requires modificaion. The modificaion should consis in he applicaion of an addiional 78 funcion responsive o loss of synchronism when he uni is disengaged from he 400 kv grid (boh /400 kv auoransformers ) and remains conneced o he weak grid only. The addiional funcion saring characerisic, which covers a wider area range in he impedance plane, offers he possibiliy of he proecion s response under condiions similar o hose ha occurred in he firs sage of he analyzed disurbance. Uni 1 suffered much less from he above disurbance. Because of he large disance (in erms of impedance) from he disurbance locaion, i remained synchronous wih he grid hroughou is duraion, and was subjec o mild synchronous swings. Neverheless, he above consideraions apply also in relaion o his uni. REFERENCES 1. ABB: Generaor proecion REG670-applicaion manual, version 1.2, Ocober 2011. 2. ABB: Line differenial proecion RED670-applicaion manual, version 1.2, Ocober 2011. 3. ABB: Line disance proecion REL670-applicaion manual, version 1.2, Ocober 2011. 4. Machowski J., Smolarczyk A., Opracowanie zasad nasaw blokad przeciwkołysaniowych zabezpieczeń pod kąem odbudowy syemu eap II [Elaboraion of power swing blocking funcions seing rules in scope of reconsrucion of power sysem sage II], Warszawa, 2007. 5. Nelles D., Opperskalski H., Digialer Disanzschuz-Verhalen der Algorihmen bei nichidealen Eingangssignalen; DUV; Wiesbaden, 1991. 6. Siemens, SIROTEC disance proecion 7SA522 V4.70 manual, February 2012. Marcin Lizer Insiue of ower Engineering e-mail: Marcin.Lizer@ien.com.pl Graduaed as M.Sc. from he Faculy of Elecrical Engineering a Warsaw Universiy of Technology (2009). A research assisan in he Elecric ower Engineering Auomaion Laboraory a he Insiue of ower Engineering in Warsaw. His professional and research ineress include: issues relaed o auomaic proecions of generaion unis, disribued energy sources, and ransmission and disribuion power grids, as well as issues relaed o power uni sabiliy condiions during disurbances. Sylwia Wróblewska Insiue of ower Engineering e-mail: Sylwia.Wroblewska@ien.com.pl A research associae in he Insiue of ower Engineering. Auhor of engineering designs of saic, analogue, and digial proecions of generaors, generaion unis and ransformers manufacured in oland. Auhor of concepual designs of generaor and power uni proecions for many power plans home and abroad. As a research associae in he Insiue of ower Engineering she paricipaed exper sudies of fauls in olish power plans, and in research projecs on ransmission grid auomaic proecions. Auhor of chapers in manuals, and publicaions in he field of power sysem auomaic proecions. 93
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 This is a supporing ranslaion of he original ex published in his issue of Aca Energeica on pages 83 93. When referring o he aricle please refer o he original ex. L Wpływ kołysań mocy na pracę zabezpieczeń odległościowych bloku na przykładzie zakłócenia w sacji przyelekrownianej Auorzy Marcin Lizer Sylwia Wróblewska Słowa kluczowe blok energeyczny, kołysania mocy, sabilność, zabezpieczenia impedancyjne bloku Sreszczenie W arykule przedsawiono wyniki analizy zakłócenia, jakie miało miejsce w jednej ze sacji przyelekrownianych, do kórej przyłączone były dwa bloki dużej elekrowni sysemowej. Zdarzenie zosało wywołane zwarciem w polu ransformaora łączącego szyny i 400 kv ej sacji. W jego nasępswie doszło do zmiany konfiguracji sieci, kóra doprowadziła do uray synchronizmu jednego z generaorów, a osaecznie do całkowiego wyłączenia jednego z bloków elekrowni po zbędnym działaniu zabezpieczeń w czasie kołysań mocy. 1. Wsęp W arykule przedsawione zosaną wyniki analizy zakłócenia, jakie miało miejsce w sacji przyelekrownianej, do kórej przyłączone były bloki nr 1 i 2 jednej z krajowych elekrowni. Analizowany ciąg zdarzeń zosał wywołany dwufazowym zwarciem, powsałym w wyniku pomyłki łączeniowej w polu auoransformaora /400 kv (T2) sacji przyelekrownianej. W nasępswie zwarcia działały zabezpieczenia, doprowadzając do zmiany konfiguracji sieci. W warunkach działania auomayki sieci doszło do uray synchronizmu generaora G2 i asynchronicznych kołysań mocy, a osaecznie do całkowiego wyłączenia bloku nr 2. Arykuł zawiera skróconą analizę poprawności pracy funkcji zabezpieczeniowych bloków nr 1 i nr 2, kóre pobudzały się lub działały w czasie zakłócenia. okazano eż wyniki analizy rajekorii impedancji widzianej przez zabezpieczenia odległościowe bloku nr 1 i 2 w czasie zakłócenia, ze względu na ocenę pracy ych zabezpieczeń. rzedsawiono analizę jakościową doyczącą sabilności współpracy bloków nr 1 i 2 z siecią, w czasie poszczególnych eapów zakłócenia. Arykuł kończą wnioski doyczące przyczyn powsania zakłócenia oraz sposobów unikania podobnych zdarzeń w przyszłości. 2. ocząkowa konfiguracja sacji przyelekrownianej Zaprezenowane zosaną wybrane informacje na ema sanu pracy i konfiguracji sacji przyelekrownianej (rys. 1) oraz bloków nr 1 i nr 2, isone dla analizy zakłócenia. rzed wysąpieniem zakłócenia blok nr 2 przyłączony był do sysemu II sacji A. Do sysemu ego przyłączone były również rzy linie łączące sację A ze sacjami: B, C i D. Blok nr 1 przyłączony był do III sysemu sacji A i był powiązany z blokiem nr 2 poprzez sieć. rzed zakłóceniem sacja A sprzęgnięa była z siecią 400 kv poprzez ransformaor T2. Drugi ransformaor sprzęgający T1 był wyłączony. Konfiguracja pozosałych pól sacji przyelekrownianej była nieisona dla prowadzonej analizy. G1 21G G2 21G Blok nr 1 1TB Blok nr 2 2TB 21S.4 21S.4 21S.1 21S.2 21S.3 21S.1 21S.2 21S.3 Sacja A I II III Uproszczony schema konfiguracji sieci przed rozparywanym zakłóceniem pokazano na rys. 1. W ab. 1 zebrano dane elemenów bloku nr 1 i 2 isone dla analizy. rzed wysąpieniem zakłócenia moc zwarciowa sysemu II sacji A wynosiła 3967 MVA. Składały się na nią udziały od ransformaora T2 (1545 MVA), generaora G2 (1139 MVA) oraz linii przyłączonych do ego sysemu (w sumie 1299 MVA). Blok nr 2 obciążony był mocą czynną równą 377 MW i bierną równą 70,8 MVar. W sysemie zabezpieczeń bloku nr 2 były akywne m.in. nasępujące funkcje isone dla prowadzonej analizy: 1. Funkcja impedancyjna bloku (21G) i reagująca na poślizg biegunów wirnika generaora (78), kóre mierzą napięcie na zaciskach generaora i prąd w jego punkcie zerowym; akywne w erminalach REG670 (rys. 2 [1]). 2. Funkcje odległościowe z akywnymi blokadami kołysaniowymi (SB), kóre 26 12 6 4 1 16 11 K2 T2 T1 Sacja B Sacja C Sacja D Sacja E Rys. 1. Uproszczona konfiguracja sieci przed wysąpieniem analizowanego zakłócenia 14 Sacja F Sacja A 400 kv mierzą prąd i napięcie w polu blokowym, akywne w przekaźnikach: REL670 (21S.1 parz rys. 3 [3]), RED670 (21S.2 parz rys. 3 [2]) i 7SA522 (21S.1 parz rys. 4 [6]). 3. Funkcja odległościowa z akywną blokadą kołysaniową (SB), kóra mierzy napięcie i prąd w obwodach GN ransformaora blokowego, akywna w przekaźniku: RED670 (21S.4 parz rys. 5 [2]). W sysemie zabezpieczeń bloku nr 1 były akywne akie same funkcje odległościowe jak dla bloku nr 2 (rys. 2), isone dla prowadzonej analizy. Srefy zabezpieczeń odległościowych skierowane w sronę sieci działaniem powodują owarcie wyłącznika blokowego danego bloku oraz ograniczenie dopływu pary do jego urbiny (praca na porzeby własne W). Taką samą reakcję powoduje działanie srefy 2 zabezpieczenia 21G bloku nr 2. Srefy zabezpieczeń odległościowych 8 1 94
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 aramer Generaor G1 i G2 Moc pozorna, znamionowa S ng Warość 426 MVA Współczynnik mocy, znamionowy cos φ n 0,85 Napięcie znamionowe U ng rąd znamionowy I ng 22 kv 11180 A Reakancja synchroniczna * x d 250% Reakancja przejściowa * x d 33% Reakancja podprzejściowa * x d 22% Mechaniczna sała czasowa urbozespołu T m Transformaor blokowy 1TB i 2TB Moc pozorna, znamionowa S ntb Grupa połączeń Napięcie znamionowe srony DN U ndn Napięcie znamionowe srony GN U ngn 6,45 s 426 MVA YNd11 22 kv 126,5 kv Napięcie zwarcia u z 12,5% * rzyjęo, że reakancje generaora w osi d i q są sobie równe Tab. 1. Zesawienie danych elemenów bloku nr 1 i 2 skierowane w sronę bloków działaniem powodują owarcie wyłączników: blokowego, generaorowego, wzbudzenia i porzeb własnych (wyłączenie części elekrycznej bloku) oraz odcięcie dopływu pary do urbiny bloku (praca luzem koła LK). Taką samą reakcję powoduje działanie srefy 1 zabezpieczenia 21G bloku nr 2. 3. Chronologiczny przebieg zdarzeń analizowanego zakłócenia W dniu awarii ok. godz. 08:38:02.358 doszło do dwufazowego (L1-L2) zwarcia w polu 14 sacji A. Zwarcie zosało wyłączone po ok. 70 ms przez zabezpieczenia pola. Zwarcie spowodowało pobudzenie się nasępujących funkcji zabezpieczeniowych w układzie zabezpieczeń bloku nr 2: funkcji reagującej na asymerię obciążenia generaora G2 (REG670: 46.1) o godz. 08:38:02.364, blokady kołysaniowej (ang. ower Swing Blokcking, SB) zabezpieczenia odległościowego 21S.4, w urządzeniu RED670 (półkomple zainsalowany na zaciskach srony GN ransformaora 2TB), o godz. 08:38:02.368 oraz impedancyjnej (REG670: 21G, srefa 2) o godz. 08:38:02.371. obudzenie zabezpieczenia od asymerii obciążenia było prawidłowe miało miejsce niesymeryczne zwarcie w sieci. Również pobudzenie srefy zewnęrznej zabezpieczenia impedancyjnego 21G i sref blokady SB zabezpieczenia odległościowego 21S.4 było poprawne, ponieważ zwarcie miało miejsce blisko generaora (pod względem impedancji). W czasie zwarcia pobudziły się nasępujące funkcje w układzie zabezpieczeń bloku nr 1: reagująca na asymerię obciążeń generaora (ZAZ-GT2: As) o godz. 08:38:02.390, od skuków przeciążeń sojana (ZAZ-GT2: IpGn) o godz. 08:38:02.423, od skuków a) b) c) d) Impedancyjne bloku (REG670: 21G) Srefa 1 (21G.1): Z r=0,100 Ω, z=0,2 s Działanie na LK Srefa 2 (21G.2): Z r=0,582 Ω, z=3,1 s Działanie na W Od poślizgu biegunów (REG670: 78) Z A=24,5%, Z B=33,0%, Z C=12,5%, (Z base=1,14 Ω), Sar Ang=90 o, Trip Ang=150 o, N1Limi=1, N2Limi=2, Rese Time=5 s Odległościowe bloku (REL670: 21S.2; RED670: 21S.3) Srefa I (kierunek blok): X 1=4,1 Ω, R 1=0,5 Ω, R F=10 Ω, =0 s; Działanie na LK Srefa II (kierunek blok): X 1=7,04 Ω, R 1=0,76 Ω, R F=10 Ω, =0,25 s; Działanie na LK Srefa III (kierunek sieć): X 1=1,7 Ω, R 1=0,53 Ω, R F=8,5 Ω, =0,7 s; Działanie na W Srefa IV (kierunek sieć): X 1=6,1 Ω, R 1=1,91 Ω, R F=12 Ω, =1,3 s; Działanie na W Srefa V (kierunek sieć): X 1=23 Ω, R 1=7,21 Ω, R F=12 Ω, =3,1 s; Działanie na W Blokada kołysaniowa (SB): X 1InFw=X 1InRv=25,3 Ω, R 1LIn=7,93 Ω, R 1FInFw=R 1FInRv=27 Ω, R LdOuFw=R LdOuRv=27 Ω, ArgLd=25 o, k LdRFw=k LdRRv=0,8, 1=45 ms, 2=15 ms, W=0,25 s, H=0,5 s, R1=0,3 s, R2=2 s. Odległościowe bloku (7SA522: 21S.1) Srefa I (kierunek blok): X 1=4,1 Ω, R 1=10 Ω, =0 s; Działanie na LK Srefa II (kierunek blok): X 1=7,04 Ω, R 1=10 Ω, =0,25 s; Działanie na LK Srefa III (kierunek sieć): X 1=1,7 Ω, R 1=8,5 Ω, =0,7 s; Działanie na W Srefa IV (kierunek sieć): X 1=6,1 Ω, R 1=12 Ω, =1,3 s; Działanie na W Srefa V (kierunek sieć): X 1=7,58 Ω, R 1=12 Ω, =3,1 s; Odległościowe bloku (RED670: 21S.4) Srefa I (kierunek blok): X 1=4,7 Ω, R 1=0,5 Ω, R F=10 Ω, =0 s; Działanie na LK Srefa II (kierunek blok): X 1=7,04 Ω, R 1=0,76 Ω, R F=10 Ω, =0,25 s; Działanie na LK Blokada kołysaniowa (SB): X 1InFw=X 1InRv=25,3 Ω, R 1LIn=7,93 Ω, ArgLd=25 o, R 1FInFw=R 1FInRv=27 Ω, R LdOuFw=R LdOuRv=27 Ω, k LdRFw=k LdRRv=0,8, 1=45 ms, 2=15 ms, W=0,25 s, H=0,5 s, R1=0,3 s, R2=2 s. Rys. 2. Charakerysyki rozruchowe i nasawienia funkcji zabezpieczeniowych bloku nr 2: a) 21G i 78, b) 21S.1 i 21S.2, c) 21S.3, d) 21S.4 95
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 przeciążeń wirnika (ZAZ-GT2: IpW) o godz. 08:38:02.423, impedancyjna bloku (ZAZ-GT2: XB) o godz. 08:38:02.423 oraz reagująca na zwarcia doziemne wirnika (ZAZ-GT2: ZW) o godz. 08:38:02.423. Również w bloku nr 1 pobudzenie się zabezpieczeń było uzasadnione. Jedynie zabezpieczenie od skuków zwarć doziemnych wirnika (ZAZ-GT2: ZW) pobudziło się zbędnie (prawdopodobnie w wyniku zmiany rozpływu prądów wałowych w warunkach forsowania wzbudzenia w czasie zwarcia). Ze względu na opóźnienie działania wymienionej funkcji nie doszło do jej zadziałania w czasie zwarcia w polu 14 sacji A. Zwarcie zosało zlikwidowane w wyniku zadziałania zabezpieczenia odległościowego ypu REL511 po sronie ransformaora T2 (pole 14). Zabezpieczenie o spowodowało jego obusronne wyłączenie o godz. 08:38:02.429. o wyłączeniu zwarcia odwzbudziły się pobudzone wcześniej zabezpieczenia bloków nr 2 i nr 1. Już po zlikwidowaniu zwarcia doszło do zbędnego zadziałania zabezpieczeń odległościowych ypu RTX35 w cyklu SZ WZ (wyłącz-załącz), w sacji C (ok. godz. 08:38:02.474) i w sacji B (ok. godz. 08:38:02.533) w polach linii biegnących do sacji A (parz rys. 1). Wyłączenie ransformaora T2 oraz linii łączących sację A ze sacjami B i C zainicjowało asynchroniczne kołysania mocy generaora G2, podczas kórych doszło do nasępującej sekwencji zdarzeń: załączenie wyłącznika w sacji B w polu linii łączącej ę sację ze sacją A, w cyklu SZ ok. godz. 08:38:02.874 pobudzenie srefy 2 zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G) ok. godz. 08:38:02.894 pobudzenie zabezpieczenia od skuków poślizgu biegunów generaora G2 (REG670: 78) o godz. 08:38:02.912 załączenie wyłącznika w sacji C w polu linii biegnącej do sacji A w cyklu SZ ok. godz. 08:38:02.999 wyłączenie wyłącznika w sacji A w polu linii biegnącej do sacji B przez zabezpieczenie odległościowe RTX35 bez funkcji blokady kołysaniowej o godz. 08:38:03.014 pobudzenie srefy 1 zabezpieczenia impedancyjnego bloku nr 2 (REG670: 21G) o godz. 08:38:03.107 zadziałanie 1 srefy zabezpieczenia odległościowego bloku 21S.4 (RED670) o godz. 08:38:03.154. W wyniku zadziałania zabezpieczenia odległościowego 21S.4, akywnego w przekaźniku RED 670 w obwodach GN ransformaora 2TB, blok nr 2 zosał całkowicie wyłączony (nasąpiło owarcie wyłączników: blokowego w polu 11 sacji A, generaorowego, wzbudzenia oraz zasilania porzeb własnych). onado, ze względu na zablokowaną auomaykę SZR w rozdzielniach porzeb własnych bloku, zosał wyłączony kocioł ego bloku. 4. Analiza działania zabezpieczeń impedancyjnych bloku nr 1 i 2 Na podsawie rejesracji wykonanych w czasie analizowanego zakłócenia przez przekaźniki REG670 i RED670 (półkomple zainsalowany po sronie GN ransformaora 2TB i w polu nr 11 sacji A) bloku nr 2 oraz przekaźnik REL670 (w polu nr 16 sacji A) bloku nr 1 wyznaczono rajekorie impedancji widzianych przez e przekaźniki. Do wyznaczenia warości chwilowych rezysancji i reakancji z zarejesrowanych warości chwilowych prądów i napięć użyo algorym A3 Łobosa [6]. W przypadku przekaźnika REG670 bloku nr 2 impedancja wyznaczana jes dla każdej fazy indywidualnie na podsawie pomiarów prądu w punkcie neuralnym generaora i napięcia na jego zaciskach. Na rys. 3 pokazano przebiegi prądu i napięcia w fazie L1, a na rys. 4 odpowiadającą im rajekorię impedancji naniesioną na charakerysyki rozruchowe zabezpieczenia impedancyjnego bloku (REG670: 21G) oraz reagującego na poślizg biegunów wirnika generaora (REG670: 78) bloku nr 2. W przekaźnikach REL670 i RED670 impedancja wyznaczana jes dla pęli zwarć międzyfazowych i zwarć doziemnych. Na rys. 5 pokazano rajekorię impedancji dla pęli zwarcia dwufazowego L1-L2, mierzoną (widzianą) przez przekaźnik odległościowy RED670 (półkomple zainsalowany w elekrowni po sronie GN ransformaora 2TB) w czasie analizowanego zakłócenia. Trajekorię przedsawiono na płaszczyźnie impedancji razem z charakerysykami zabezpieczenia 21S.4 bloku nr 2. Na rys. 6 pokazano analogiczną rajekorię widzianą przez przekaźnik odległościowy RED670 bloku nr 2, zainsalowany w sacji. Na płaszczyźnie impedancji poza rajekorią impedancji pokazano charakerysyki rozruchowe zabezpieczenia odległościowego 21S.2 ego bloku. Na rys. 7 pokazano analogiczną rajekorię impedancji widzianą przez przekaźnik odległościowy REL670 w polu bloku nr 1 sacji A wraz z charakerysykami rozruchowymi funkcji 21S.2 ego przekaźnika. Na rys. 3 7 zaznaczono numerami chronologię zdarzeń odpowiadającą opisowi zakłócenia z punku 3. Należy zwrócić uwagę na o, że dzięki szybkiej likwidacji zwarcia w polu 14 sacji A zarówno blok nr 2, jak i nr 1 urzymały synchronizm pracy z siecią. o zwarciu wysąpiły kołysania synchroniczne, poprzez kóre bloki powróciły w pobliże punku pracy sprzed zwarcia. Jak wskazują przedsawione powyżej rajekorie, blok nr 2 uracił synchronizm po zbędnym wyłączeniu linii łączących sację A ze sacjami C i B. Nasąpiło o z powodu zadziałania zabezpieczeń odległościowych ypu RTX35 wymienionych linii, zainsalowanych w sacjach C i B (pk 4 i 5 na rys. 3 7). Działanie wymienionych zabezpieczeń w sacjach C i B nie było współbieżne z działaniem zabezpieczeń w sacji A. Wydłużone szybkodziałające srefy zabezpieczeń w sacjach B i C objęły działaniem zwarcie w polu 14 sacji A, powodując zbędne wyłączenie obu linii. Wyłączenie o nasąpiło już po likwidacji zwarcia z powodu dodania się czasów własnych wyłączników. 2. Zwarcie w sacji A p. 14 (08:38:02.358) 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) ocząek kołysań synch. 4. Wyłączenie 5. Wyłączenie 6. Załączenie 7. Załączenie 1. Obciążenie począkowe 8. Wyłączenie linii do sacji B (08:38:03.029) 9. Wyłączenie bloku nr 2 wskuek zadziałania srefy 1 zabezpieczenia 21S.2 (08:38:03.207) Rys. 3. rzebiegi prądu w punkcie neuralnym (czerwony) i napięcia na zaciskach generaora (niebieski) w fazie L1, zarejesrowane przez przekaźnik REG670 bloku nr 2 96
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 9. Wyłączenie bloku nr 2 wskuek zadziałania 21S.4 (srefa 1) w RED670 w elekrowni (08:38:03.207) 2. Zwarcie w sacji A (08:38:02.358) 2.1. obudzenie 21G (srefa 2) (08:38:02.886) 1. Obciążenie począkowe 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) ocząek kołysań synch. 8.1. obudzenie 21G (srefa 2) (08:38:03.108) 8. Wyłączenie (08:38:03.029) 7. Załączenie 6. Załączenie 5. Wyłączenie 4. Wyłączenie 5.1. ocząek kołysań asynch. Rys. 4. Trajekoria impedancji widziana w fazie L1 funkcji 21G, przekaźnik REG670 bloku nr 2 8.1. obudzenie 21S.4 (srefy 1 i 2) (08:38:03.120) 9. Wyłączenie bloku nr 2 wskuek zadziałania 21S.4 (srefa 1) (08:38:03.207) 2. Zwarcie w sacji A (08:38:02.358) 6.1. obudzenie 21S.4 SD_in (08:38:02.886) 5.2. obudzenie 21S.4 SD_ou (08:38:02.863) 1. Obciążenie począkowe 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) ocząek kołysań synch. 8. Wyłączenie (08:38:03.029) 7. Załączenie 6. Załączenie 5. Wyłączenie 4. Wyłączenie 5.1. ocząek kołysań asynch. Rys. 5. Trajekoria impedancji dla pęli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.4 przekaźnika RED670 bloku nr 2 (półkomple w elekrowni) Konfiguracja zabezpieczeń odległościowych linii w sacjach C i B przewidywała inicjowanie cyklu SZ linii, z przerwami ok. 300 ms. W czasie rwania kołysań asynchronicznych bloku nr 2 (pomiędzy pk 5.1 i 6 na rys. 3 7) wekor impedancji znalazł się w srefie zewnęrznej blokady SB funkcji 21S.4. W analizowanym eapie kołysania asynchroniczne odbywały się po sronie sieci (powyżej osi rezysancji). W czasie przebywania wekora impedancji w srefie zewnęrznej blokady SB doszło do ponownego załączenia linii w sacji B w cyklu SZ (punk 6 na rys. 3 7). Spowodowało o zmianę warunków kołysań, objawiającą się nieznacznym zmniejszeniem się promienia i przesunięciem środka koła obrou asynchronicznego na płaszczyźnie impedancji. Wskuek ego wekor impedancji skokowo przemieścił się do srefy wewnęrznej blokady SB funkcji 21S.4. Czas przebywania pomiędzy srefą zewnęrzną i wewnęrzną SB wyniósł ok. 23 ms i był krószy od nasawionych czasów 1 = 45 ms funkcji 21S.1, 21S.2 i 21S.4. W związku z ym blokada SB nie zosała akywowana w żadnej w powyższych funkcji zabezpieczeniowych. Chwilę później zosała ponownie załączona w cyklu SZ linia biegnąca do sacji C (pk 6 na rys. 3 7). rakycznie w ym samym czasie zosała definiywnie wyłączona linia biegnąca do sacji B (pk 8 na rys. 3 7) na skuek zadziałania zabezpieczenia odległościowego w sacji A, w warunkach kołysań mocy (zabezpieczenie o nie miało blokady SB). owyższe zdarzenia zmieniły charaker kołysań asynchronicznych bloku nr 2 promień okręgu sanowiącego obwiednię rajekorii impedancji uległ dalszemu zmniejszeniu, a jego środek nieznacznie się przesunął. o zmianach konfiguracji sieci, związanych z działaniem auomayki SZ w sacjach B i C kołysania asynchroniczne bloku nr 2 przeniosły się na sronę bloku (poniżej osi R). W ym sanie wekor impedancji przemieścił się do 1 srefy zabezpieczenia 21G (REG670), do srefy 2 zabezpieczeń 21S.2 (REL670) i 21S.3 (RED670 zainsalowane w polu blokowym) oraz do srefy 1 i 2 zabezpieczenia 21S.4 (RED670 zainsalowane w elekrowni). Konfiguracja funkcji 21S.4 przewidywała bezzwłoczne działanie srefy 1. Zaem po przemieszczeniu się wekora impedancji do obszaru działania ej srefy (pk 8.1 na rys. 5), przy nieakywnej blokadzie SB, nasąpiło jej zadziałanie, 97
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 8.1. obudzenie 21S.2 (srefy 2) (08:38:03.120) 2. Zwarcie w sacji A (08:38:02.358) 6.1. obudzenie 21S.2 SD_in (08:38:02.886) 5.2. obudzenie 21S.2 SD_ou (08:38:02.863) 1. Obciążenie począkowe 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) ocząek kołysań synch. 9. Wyłączenie bloku nr 2 wskuek zadziałania 21S.4 (srefa 1) w RED 670 w elekrowni (08:38:03.207) 8. Wyłączenie (08:38:03.029) 7. Załączenie 6. Załączenie 5. Wyłączenie 4. Wyłączenie 5.1. ocząek kołysań asynch. Rys. 6. Trajekoria impedancji dla pęli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.2 przekaźnika RED670 bloku nr 2 (półkomple w sacji) 8. Wyłączenie (08:38:03.029) 7. Załączenie 6.1. obudzenie 21S.1 SD_in (08:38:03.066) 6. Załączenie 4. Wyłączenie 8.1. obudzenie 21S.1 SD_ou (08:38:02.963) 2. Zwarcie w sacji A (08:38:02.358) 5.1. Kołysania synch. bloku nr 1 po uracie synchronizmu bloku nr 2 9. Wyłączenie bloku nr 2 wskuek zadziałania 21S.4 (srefa 1) w RED 670 bloku nr 2 (08:38:03.207) 1. Obciążenie począkowe 5. Wyłączenie 3. Zakończenie zwarcia (08:38:02.429) ocząek kołysań synch. Rys. 7. Trajekoria impedancji dla pęli L1-L2 widziana przez funkcję 21S.1 przekaźnika REL670 bloku nr 1 (półkomple w sacji) co spowodowało całkowie wyłączenie bloku nr 2 z czasem własnym wyłączników (pk 9 na rys. 3 7). Blok nr 1 przez cały czas rwania zakłócenia współpracował synchronicznie z siecią i podlegał niezby silnym kołysaniom synchronicznym (rys. 7). o ponownym załączeniu linii łączącej sację A ze sacją B wekor impedancji przemieścił się do zewnęrznej srefy blokady SB zabezpieczenia odległościowego bloku nr 1 21S.2 (REL670). Wekor impedancji przebywał pomiędzy srefą wewnęrzną i zewnęrzną blokady ego zabezpieczenia przez ok. 103 ms, a więc dłużej niż nasawienie czasu 1 = 45 ms blokady, co wywołało jej akywację. Można uznać, że akywacja blokady była zbędna, ponieważ przez cały czas rwania sanu nieusalonego bloku nr 1 wekor impedancji znajdował się w bezpiecznej odległości od charakerysyk rozruchowych sref zabezpieczenia 21S.1 (rys. 7). 5. Analiza warunków sabilności współpracy bloku nr 2 z siecią Zagadnienia sabilności pracy bloku nr 2 w czasie opisywanego zakłócenia najławiej można wyjaśnić, posługując się kąowymi charakerysykami mocy bloku (δ ) i meodą równych pól [5]. Schema sieci z rys. 1 można na porzeby powyższych rozważań sprowadzić do układu dwumaszynowego, pokazanego na rys. 8. W rozważaniach pominięo rezysancję elemenów. 98
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 Generaor G2 reprezenowany jes jako wewnęrzna siła elekromooryczna w sanie przejściowym E o fazie równej δ (ką mocy w sanie przejściowym wyznaczany względem napięcia sysemu zasępczego U s ) oraz jako reakancja przejściowa X d [5]. Moce zwarciowe spływające do szyn sacji reprezenowane są poprzez odpowiadające im reakancje X S [5]. Warość napięcia E można oszacować, znając warość napięcia na zaciskach generaora U g, jego ką fazowy φ i prąd Ig zgodnie z zależnością (1). W analizie można przyjąć, że warość E się nie zmienia [5]. G2 E' X d' X 2TB + X LB2 X Linii A-B X S sacja B X Linii A-C X S sacja C X Linii A-D X S sacja D X S sacja A U K2 G2 U B2 X T2 (400 kv) U S 0 (1) Rys. 8. Uproszczony schema zasępczy sieci przyjęy do analizy sabilności pracy bloku nr 2 W celu określenia charakerysyki mocy w sanie przejściowym dla danego eapu analizy (δ ) należy określić reakancję zasępczą X z pomiędzy źródłami E i U s, zależną od akualnych mocy zwarciowych i konfiguracji połączeń. W ogólności charakerysykę (δ ) opisuje równanie (2) [5]. a) T < 0 max1 max2 b) T < 0 max2 max1 c) T < 0 max1 max2 (2) Znając maksymalną warość charakerysyki mocy dla danego sanu sieci ( max ) oraz moc czynną obciążenia bloku przed zakłóceniem (w przybliżeniu równą mocy mechanicznej urbozespołu) T, da się oszacować dla ego sanu ką δ. Można ego dokonać poprzez podsawienie warości T do równania (2). w analizie można przyjąć, że warość T się nie zmienia [5]. W sanie usalonym można przyjąć, że T (δ ). W razie zmiany konfiguracji sieci (zmiany jej reakancji zasępczej X z ) lub w przypadku zwarcia wysokość charakerysyki mocy ( max ) może ulec nagłej zmianie. Możliwa jes syuacja, w kórej Δ = T (δ ) > 0. Dodania różnica mocy wywołuje przyspieszanie wirnika generaora względem częsoliwości sysemu, zgodnie z równaniem (3). Analogicznie, jeśli Δ < 0, o wirnik zacznie się opóźniać względem częsoliwości sysemu [5]. d) T z δ0' δ1' 2' δ0' 1' δ2' δgr' max1 < 0 e) T z δ2'δ1' δ0' δ0' δ1' δgr' δ0' δ1' δgr' max2 < 0 f) T K1 K2 max1 K2E K3 max K1 max K2 max K2E (3) gdzie: T m mechaniczna sała czasowa urbozespołu, ω s pulsacja synchroniczna, D współczynnik łumienia. Jeśli zmiana X z nie jes duża, układ osiągnie przez kołysania synchroniczne nowy punk pracy (rys. 9a i b). Gdy naomias zmiana X z będzie zby duża, układ może nie być w sanie osiągnąć nowego sabilnego punku pracy (rys. 9c). ole przyspieszeń uzyskane w skuek obniżenia charakerysyki mocy będzie większe od dosępnego w danych warunkach pola hamowań. w ej syuacji ką mocy będzie nieusannie rósł i po przekroczeniu 1800 nasąpi uraa synchronizmu pracy z siecią i asynchroniczne kołysania generaora [5]. Analogicznie, w syuacji wysąpienia zwarcia, charakerysyka mocy ulegnie silnemu obniżeniu. Będzie ono ym większe, Rys. 9. rzykładowe charakerysyki (δ ) i przebiegi zmienności kąa δ przy: a) wzroście reakancji X z, b) obniżeniu X z, c) silnym wzroście X z, d) szybko wyłączonym zwarciu rójfazowym w sieci, e) wolno wyłączonym zwarciu rójfazowym, f) charakerysyki (δ ) przy różnych ypach zwarcia w sieci im więcej faz sieci zosanie zwarych (rys. 9f) i im bliżej generaora będzie się znajdować jego miejsce. W zależności od czasu rwania zwarcia w określonych wyżej warunkach generaor, po zlikwidowaniu zakłócenia, pozosanie w synchronizmie z siecią (czas zwarcia krószy od czasu granicznego w danych warunkach gr, rys. 9d) lub uraci sabilność (czas zwarcia dłuższy od gr, rys. 9e). Jako gr należy u rozumieć czas likwidacji zwarcia, przy kórym w danych warunkach uzyskane pole przyspieszeń będzie dokładnie równe możliwemu do uzyskania polu hamowań [5]. Uwzględniając powyższe zależności, można przejść do jakościowej analizy warunków sabilności pracy bloku nr 2 w czasie analizowanego zakłócenia. oniżej przedsawiono wyniki analizy w jednoskach względnych, wyznaczonych względem paramerów znamionowych generaora G2 i sieci. Rozparywane zakłócenie można pod względem warunków sabilności podzielić na siedem eapów: 1. san usalony przed zwarciem w sacji A 2. zwarcie w polu 14 sacji A 3. san po zwarciu i wyłączeniu ransformaora T2 4. san po wyłączeniu 5. san po wyłączeniu 6. praca po ponownym załączeniu linii do sacji B 7. praca po ponownym załączeniu linii do sacji C i po definiywnym wyłączeniu. 99
M. Lizer, S. Wróblewska Aca Energeica 1/18 (2014) ranslaion 83 93 a) c) ocząkowy punk pracy generaora G2 δ1' 28 o unk pracy gen. G2 po likwidacji zwarcia δ3' 37,7 o δ4' 52,2 o Δ<0 Δ>0 δ4 max' 69,5 o 1 max obć. T 1 max 3 max 4 max obć. T 2 max Charakerysyka (δ ) generaora G2 dla sanu usalonego przed powsaniem zwarcia (eap 1) pokazana jes na rys. 10a. rzyjęo, że moc mechaniczna urbiny jes równa obciążeniu mocą czynną generaora przed zwarciem. Warość maksymalną charakerysyki 1max oszacowano na podsawie danych z punku 2 i zależności podanych powyżej. Dla sanu ego oszacowano ką mocy jako δ 1 280. W momencie powsania zwarcia w polu 14 sacji A charakerysyka mocy uległa obniżeniu (rys. 10b) [5]. Na skuek dużej bezwładności wirnika generaora G2 ką mocy w pierwszej chwili się nie zmienił. owsała ym samym różnica mocy Δ = T 2max sin(δ1 ) była dodania i wirnik generaora zaczął przyspieszać względem częsoliwości sieci ką mocy zaczął wzrasać. Zwarcie zosaje wyłączone po ok. 70 ms. rzez en czas ką mocy generaora G2 wzrósł do warości δ 2 32,10. Likwidacja zwarcia spowodowała wyłączenie ransformaora T2 sprzęgającego szyny i 400 kv sacji A. Wywołało o znaczące obniżenie mocy zwarciowej na szynach sysemu II sacji A do ok. 1283 MVA (bez udziału generaora G2). Skukowało o obniżeniem warości maksymalnej charakerysyki mocy generaora G2 do warości 3max. o zwarciu moc czynna obciążenia generaora G2 (wynikająca z warości charakerysyki mocy dla eapu 3, przy kącie mocy δ 2 32,10) była nadal mniejsza niż moc mechaniczna urbozespołu T. Zaem Δ pozosało dodanie i wirnik generaora po zwarciu nie przesał przyspieszać względem częsoliwości sieci. Ką mocy wzrósł do warości δ 3 37,70, przy kórej Δ = 0. W powyższym sanie wirnik generaora G2 obracał się z prędkością nadsynchroniczną. Zdobya w czasie przyspieszania wirnika energia kineyczna (proporcjonalna do pola przyspieszeń z rys. 10b) musiała zosać wyracona. o zrównaniu się mocy (Δ = 0) ką mocy wirnika generaora G2 nie przesał rosnąć. Doszło ym samym do syuacji, w kórej ocząkowy punk pracy generaora G2 δ1' 28 o δ2' 32,1 o δ3' 37,7 o δ3 max' 54 o unk pracy gen. G2 po wyłączeniu Zakończenie zwarcia Rys. 10. Charakerysyki (δ ) generaora G2 w sanie: a) przed zwarciem w sacji A, b) po zwarciu i wyłączeniu ransformaora T2, c) po wyłączeniu linii łączącej sacje A-C, d) po wyłączeniu linii łączącej sacje A-B b) d) δ4' 52,2 o Δ<0 Δ>0 Δ>0 1 max 3 max obć. T 2 max 1 max 3 max 4 max obć. T 5 max 2 max Δ < 0, co doprowadziło do wyhamowania wirnika do prędkości synchronicznej przy kącie mocy δ 3max 540. W sanie ym pole hamowań (Δ < 0) zrównało się z polem przyspieszeń (Δ > 0) dla ego eapu (rys. 10b). San równowagi (Δ = 0) dla powyższych warunków sabilności zosałby osiągnięy poprzez kołysania synchroniczne wokół kąa δ 3 37,70. Współczynnik zapasu sabilności dla ego zdarzenia (rozumiany jako sosunek pozosałego po zdarzeniu pola hamowań do maksymalnego w danych warunkach pola hamowań) wyniósł k s1-3 0,93. W czasie rwania kołysań synchronicznych po likwidacji zwarcia w polu 14 sacji A doszło do zbędnego wyłączenia linii łączącej ą sację ze sacją C (zbędne zadziałanie bezzwłocznej wydłużonej srefy zabezpieczenia odległościowego w ej sacji). Spowodowało o dalsze obniżenie się mocy zwarciowej na szynach sacji A do ok. 760 MVA (bez udziału generaora G2) oraz obniżenie wysokości charakerysyki mocy generaora G2 do warości 4max. owsały kołysania synchroniczne, poprzez kóre generaor G2 osiągnąłby sabilny punk pracy przy kącie mocy δ 4 52,20 (rys. 10c). Współczynnik zapasu sabilności dla ego zdarzenia wyniósł k s4 0,866. Niedługo po wyłączeniu linii łączącej sacje A i C wyłączona zosała z ego samego powodu linia łącząca sacje A i B. Moc zwarciowa na szynach sacji A po ej zmianie konfiguracji obniżyła się do 376 MVA (bez udziału generaora G2). rzy ak niskiej mocy zwarciowej charakerysyka (δ ) generaora G2 znalazła się pod prosą mocy mechanicznej urbozespołu T, w pełnym zakresie kąa mocy w sanie przejściowym δ (rys. 10d). W ej syuacji warość Δ ponownie sała się większa od zera, a wirnik generaora G2 zaczął przyspieszać względem częsoliwości sysemu. W opisywanych warunkach układ nie mógł osiągnąć sabilnego punku pracy (przy kórym Δ = 0). o wyłączeniu ką mocy zaczął się zwiększać i po przekroczeniu 1800 generaor G2 uracił synchronizm. Rozpoczęły się jego kołysania asynchroniczne. Dalsze zmiany konfiguracji sieci (załączenia i wyłączenia i C) zmieniały warunki kołysań asynchronicznych (środek i promień okręgu asynchronicznego na płaszczyźnie impedancji), co ilusrują przedsawione na płaszczyźnie impedancji zespolonej rajekorie impedancji (rys. 4 7). Na skuek ych zmian konfiguracji i zmian paramerów generaora G2 kołysania asynchroniczne przeniosły się na sronę bloku nr 2 (poniżej osi R), co osaecznie doprowadziło do zadziałania zabezpieczenia 21S.4 (RED670 w elekrowni) i do całkowiego wyłączenia bloku nr 2. 6. Wnioski rzyczyną wyłączenia bloku nr 2 dużej elekrowni pracującej w Krajowym Sysemie Elekroenergeycznym, w czasie analizowanego zakłócenia, było zbędne zadziałanie szybkodziałającej srefy I zabezpieczenia odległościowego, zainsalowanego po sronie GN ransformaora blokowego 2TB (RED670: 21S.4), w czasie asynchronicznych kołysań generaora G2. Do uray synchronizmu generaora G2 doszło w nasępswie obniżenia się mocy zwarciowej sysemu II sacji A, do kórej był on przyłączony. Moc zwarciowa obniżyła się po wyłączeniu ransformaora T2, sprzęgającego szyny i 400 kv sacji A (w kórego polu powsało zwarcie) oraz na skuek zbędnego wyłączenia linii łączących sacje C i B ze sacją A. Do zbędnego wyłączenia ych linii doszło na skuek działania wydłużonych sref zabezpieczeń odległościowych RTX35, pracujących w polach liniowych sacji B i C. Działanie ych zabezpieczeń wyzwalało cykl auomayki SZ. Auomayka a w czasie kołysań asynchronicznych generaora G2 powodowała ponowne załączanie i wyłączanie linii, co wpłynęło na kszał rajekorii impedancji widzianych przez przekaźniki impedancyjne i odległościowe bloku nr 1 i 2. raca zabezpieczeń odległościowych linii z wydłużonymi szybkimi srefami rozruchowymi, przy braku uwspółbieżnienia z zabezpieczeniami na drugich końcach ych linii, grozi zbędnym działaniem w czasie zwarć poza chronionymi odcinakami sieci. Wydłużone srefy zabezpieczeń odległościowych linii mogą być sosowane ylko przy współbieżnej pracy półkompleów zabezpieczeń na obu końcach zabezpieczanej linii. Jeśli uzyskanie współbieżnej pracy zabezpieczeń odległościowych linii nie jes możliwe, nie należy sosować sref wydłużonych. rzy kołysaniach asynchronicznych, kóre wysąpiły w czasie analizowanego zakłócenia, działanie zabezpieczeń odległościowych bloku nr 2 powinno zosać zablokowane przez blokady SB. Jednak zmiana charakeru kołysań mocy, spowodowana działaniem auomayki SZ linii biegnących do sąsiednich sacji, uniemożliwiła spełnienie kryeriów algorymów blokad SB przekaźników odległościowych RED670 i REL670 bloku nr 2. W celu zwiększenia czułości deekcji kołysań mocy przez dosępne w przekaźnikach REx670 blokady SB proponujemy zmniejszenie zasięgu ich sref, ak aby sprawdzanie kryerium blokady odbywało 100